Los primeros cinco años de esta etapa, Hacienda le cobrará al contratista una cuota fija de 2 mil 650 pesos por kilómetro cuadrado
En el afán de atraer inversión rápida y abundante hacia México con la reforma energética, el gobierno de Enrique Peña Nieto planeó una legislación secundaria que regala a los privados una gama de deducciones de impuestos.
La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos recibida el pasado miércoles 30 para su análisis por la Cámara de Diputados deja a Pemex con una enorme carga impositiva, que contrasta con la que pagarán los privados que sean titulares de contratos de licencia, de utilidad y producción compartida.
Para disfrutar de los mismos beneficios, la aún paraestatal deberá renunciar a ser asignatario de los yacimientos y migrar a un esquema de contratista.
La legislación secundaria no especifica los montos de garantía que cobrará el Estado mexicano cuando asigne un contrato, ni queda claro cuántas regalías estaría recibiendo el gobierno a partir de que estas leyes se traduzcan en las primeras licitaciones.
El actor fuerte en los cobros a Pemex y los privados será Hacienda, mientras el nuevo Fondo Mexicano del Petróleo será el vehículo para recibir todas las ganancias y realizar los pagos a las empresas contratadas.
Licencias y pagos con petróleo
Para los contratos de licencia, el Estado recibirá un bono cuando se firme el contrato. El monto será determinado por Hacienda, se pagará en efectivo a través del Fondo Mexicano del Petróleo y será distinto para cada contrato, por lo que a priori no se puede cuánto recibirá el gobierno por este concepto.
Durante los primeros años del contrato el privado, o Pemex, iniciarán la fase exploratoria, en la cual decidirán dónde se abrirán los pozos, montarán toda la infraestructura que surtirá al yacimiento y harán la evaluación de la estrategia a seguir para la explotación.
Los primeros cinco años de esta etapa, Hacienda le cobrará al contratista una cuota fija de 2 mil 650 pesos por kilómetro cuadrado.
Si pasan seis años y continúan en fase exploratoria, los contratistas deberán erogar 4 mil 250 pesos mensuales por kilómetro cuadrado.
Hacienda también cobrará regalías, de las que no se especifica un porcentaje o cantidad mínima.
En los contratos de utilidad y producción compartida, el Estado también cobrará una cuota contractual en la fase exploratoria, una contraprestación y las regalías, que serán del 5 por ciento si el precio del barril es menor a 60 dólares.
Si el precio de mezcla mexicana se mantuviera aproximadamente en 85 dólares, como ha estado recientemente, los privados pagarían un 8 por ciento mensual de regalías sobre lo que extraigan.
Los contratistas que produzcan gas no pagarán ningún porcentajes sobre las regalías si el precio del gas conttinúa, como en los últimos años, por debajo de 5 dólares el millón de pies cúbicos.
A cambio, podrán recuperar los costos, gastos e inversiones
Los titulares de licencias adicionalmente cubrirán una contraprestación por la utilidad que obtengan del yacimiento o por el valor de venta de los hidrocarburos, que será pagada en efectivo.
Esta contraprestación podrá tener un Mecanismo de Ajuste, que estará en las licencias y los contratos de utilidad y producción compartida.
Busca “capturar la rentabilidad extraordinaria” si el yacimiento produce más de lo esperado.
A cambio de estos pagos, el dueño de una licencia recibirá “la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez extraídos del subsuelo”.
Deducciones y ‘pérdidas’
Cada mes, Hacienda determinará las contraprestaciones a pagar en los contratos de licencia. Para ello van a multiplicar el precio del crudo por la cantidad extraída. Este cálculo se le llama valor contractual de petróleo.
De este valor restarán las regalías, los costos y gastos en que incurrió la empresa y una parte proporcional de las inversiones realizadas por el privado.
Las compañías podrán deducir del Impuesto sobre la Renta el 100 por ciento lo que inviertan en exploración, mantenimiento del pozo y recuperación mejorada, es decir, el proceso de inyección de sustancias a un pozo que ya no produce para tratar de reactivarlo.
Además podrán restar de sus impuestos el 25 por ciento de las inversiones que realicen para explotar los yacimientos y el 10 por ciento de lo que inviertan en crear infraestructura de almacenamiento y transporte en que incurran para la ejecución del contrato, como la construcción de oleoductos, gasoductos, terminales o tanques, que usen para llevar a producción a los puntos de entrega del hidrocarburo.
Desde el momento en que el contratista realice la erogación de estos gastos podrá deducirlo.
Si en un mes el valor de las deducciones resulta mayor a lo que valía el crudo que extrajeron, Hacienda les da como opción hacer la deducción en las 10 declaraciones siguientes de impuestos, que realizarán cada mes.
Fiscalmente el saldo a favor contará como pérdida y luego podrá deducirse, sin que ese dinero llegue nunca a las arcas nacionales.
Las únicas restricciones son que los contratistas no podrán deducir los costos financieros de los contratos, o sea, si piden un préstamo para explotar el yacimiento, ni los costos de liberar derechos de vía.
Aunque Hacienda les advierte que la contraprestación no puede ser mayor a lo que extraigan, le dan la oportunidad de que incluyan esta recuperación como costos en los siguientes meses reportados ante el órgano tributario.
Cuando el contrato sea de utilidad compartida, el privado entregará al comercializador contratado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos todo el petróleo o el gas extraído.
Una vez que se haya vendido, le pagarán un porcentaje.
Malas noticias para Pemex
En el otro lado de la moneda, esta gama de pagos y deducciones posibles sólo le llegará a Pemex cuando renuncie a su posición como asignatario de un campo petrolero y decida convertirse en un contratista.
A partir del 1 de enero de 2015, Pemex puede usar estos mismos beneficios como contratista, pero si decide quedarse como asignatario con alguno de los campos que se le otorgarán durante la ronda cero, Hacienda le prepara un coctel de impuestos.
La Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos explica en su artículo 40 que cuando Pemex sea asignatario de un yacimiento tendrá que pagar un “derecho ordinario sobre hidrocarburos”, que será del 71.5 por ciento de sus ganancias.
Podrá deducir el 100 por ciento de lo que invierta para exploración, recuperación mejorada y mantenimiento de los pozos, como los privados, pero una vez que ya erogó 7 de cada 10 pesos de sus ganancias.
También podrá hacerlo con el 16.7 por ciento de lo que gaste en la explotación de los yacimientos y el 5 por ciento de lo que invierta en oleoductos, gasoductos, terminales de transporte o tanques de almacenamiento.
Cada año la petrolera pagará el 0.65 por ciento de sus utilidades como “derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía”, aunque este monto puede ser deducible.
Los impuestos adicionales –que no pagarán los privados en ninguno de los cuatro modelos de contrato que les autorizaron- inician con un 0.003 por ciento anual del valor del petróleo y gas que obtengan por “derecho para la fiscalización petrolera” y otro 0.03 por ciento por el “derecho para regular y supervisar la exploración y extracción de hidrocarburos”. Pemex debe depositar además un “derecho sobre hidrocarburos para el Fondo de Estabilización”. Si el precio promedio del barril de petróleo mexicano fue de más de 31 dólares, lo que ha sucedido siempre en las últimas décadas, pagará cada trimestre el 10 por ciento sobre el valor de lo que haya extraído de petróleo.
Cuando el precio del barril mexicano de petróleo exceda en un periodo fiscal lo que habían estimado en la Ley de Ingresos, la paraestatal será cargada con un 13.1 por ciento extra de “derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo”.
Estos impuestos se pagarán solamente sobre Chicontepec, aguas profundas y los campos marginales. Sobre estos yacimientos la petrolera debe pagar un 15 por ciento anual sobre lo que extraiga por “derecho sobre extracción de hidrocarburos” y un 30 por ciento de “derecho especial sobre hidrocarburos”, que podrá aumentar hasta el 36 por ciento si se producen en ese año en el yacimiento más de 240 millones de barriles de petróleo y gas.
Transparencia
El artículo 63 de esta ley anuncia que cada mes Hacienda publicará en medios electrónicos, por cada contrato el volumen producido de cada tipo de hidrocarburo y los ingresos derivados de su comercialización.
Desde que se liciten los primeros contratos deberá publicitar el monto mensual de las contraprestaciones pagadas a los contratistas, los ingresos que percibió el Estado por cuotas contractuales durante la fase exploratoria y los ingresos por regalías.
En su sitio web estarán también disponibles los precios de contrato de petróleo y gas, los honorarios fiduciarios cobrados por el Fondo Mexicano del Petróleo y cuándo se aplicó el Mecanismo de Ajuste, así como su resultado.
